天然气集输管道内腐蚀直接评价方法研究

天然气集输管道内腐蚀直接评价方法研究

摘要本文分析了目前国内外关于管道內腐蚀直接评价的技术现状和存在的问题，对于湿气管道內腐蚀直接评价提出了基本技术流程、应用经验和下一步的研究重点。

关键词集输管道內腐蚀直接评价

随着我国油气开发和管道集输的发展，大量含有腐蚀性介质（硫化氢、二氧化碳、高矿化度水）的油气需通过集输管道输送，如何评价管道内腐蚀程度，从而维护管道本质安全成为当前亟需解决的问题。中石油西南油气田分公司开发川渝两地天然气气田几十年，管理的集输管道上万公里，其中大多数服役时间都很长，而且存在高含硫等强腐蚀性介质。由于不具备漏磁检测条件，深入全面地检测这些集输管道的内腐蚀状况如何成为公司目前面临的难题。西南油气田分公司对此开展了有针对性的工作，结合国内外的研究成果，2010年对集输管线进行内腐蚀直接评价，取得了一些经验。

1. 集输管道内腐蚀直接评价方法概述

目前国外提出了管道内腐蚀直接评价方法，并在干气管道上已取得认可的成果[1]，在湿气管道方面也做了很多研究工作[2]。而国内虽然对于集输管道内腐蚀直接评价方法有一些研究[3,4]，但没有应用的实例支撑，效果如何不清楚。

内腐蚀直接评价方法（ICDA）是在外腐蚀直接评价方法（ECDA）的基础上发展而来的[5]，该方法在干气管道上应用得到漏磁检测和现场开挖验证，已形成干气管道内腐蚀直接评价方法标准（DG-ICDA）[1]，其原理是基于水的存在是内腐蚀发生的必备条件，指导思想是通过判断易积水部位来确定易发生内腐蚀的位置，通过开挖直接检测这些位置，就可以得到管道的腐蚀情况。为了确保全面评价，该标准提出不断增加开挖点的办法。这一标准抓住的干气管道内腐蚀的本质，能够达到通过有限的现场开挖检测来评价管道的内腐蚀程度的目的。但是在湿气管道中，水被认为几乎处处存在，内腐蚀发生的条件不再依赖于其中的某一个因素存在有否，使得DG-ICDA无法应用。针对湿气管线，2004年国际管线会议（IPC）提出了一种内腐蚀直接评价方法[2]，其原理是通过流动效应、腐蚀速率模型及其他腐蚀影响因素对管段发生内腐蚀的可能性进行排序。流程上仍采取四步循环，即预评估、间接检测、直接检测和后评估。这一方法充分分析了湿气管道和干气管道内腐蚀的区别，考虑的腐蚀因素也很全面，但是集输管道每个部

位的内腐蚀影响因素无法确知，实际应用会发现特性的不确定性让其很难定量。

对此，国内有人提出湿气管道内腐蚀原理和方法，围绕如何判断腐蚀敏感区域，从而确定现场开挖验证点提出了几种方法。如张鹏等[3]提出的湿气管道内腐蚀直接评价方法（WG-ICDA），秉承IPC04-0552的基本原理，并对腐蚀影响因素做了比较深入的研究，但未能解决如何准确地获得各部位影响因素这一问题。针对集输管道的特点，赵学芬等[4]提出引入模糊数学的方法，通过模糊综合评判来划分内腐蚀敏感性等级。这在一定程度上解决了腐蚀因素不确定的问题，但是评判指标的人为因素很大，对于操作者经验的依赖性很强，实际操作难度也很大。事实上，国内的研究者由于缺乏实际应用的条件，其成果要实现对实际工作的指导还需进行更深入的研究。

2. 湿气管道內腐蚀直接评价的应用

在集输管线内腐蚀直接评价中，吸收国内外的研究成果，并结合现场实际进行了改进。考虑到内腐蚀发生的原理中，水是不可或缺的决定性因素，因此尽管湿气管道中可能处处有水，抓住这个因素仍然是判断腐蚀敏感区的首选。这点，国内的研究者都已注意到，只是在实现方法上各有不同。需要解决问题不外乎两点，一是如何判断水存在于何处，二是如何了解管道内腐蚀的机理和特点。只要能判断水的位置，而且知道内腐蚀的发展特点，就不难判断腐蚀敏感管段。

为了解决以上两个问题，采取了有针对性的方法。一是通过多相流模拟判断管线的流型流态，从而得到管线中某一管段含水的概率大小；二是在做过漏磁检测的管线中选择与待评价对象腐蚀介质、操作参数相似的管线，从而推断管道内腐蚀的机理和特点。假设已做过漏磁检测的，腐蚀介质、操作参数相似的管线的内腐蚀特征与待检管线是相同或接近的，那么利用漏磁检测数据建立的腐蚀模型就能用在待检管线上，这样就能得到某一管段的腐蚀速率大小。含水概率和腐蚀速率的乘积就是该管段腐蚀概率的大小。

具体流程是：

①根据管线腐蚀介质情况和运行参数条件划分为若干个管段，定义为一个WG-ICDA区域；

②通过多相流模拟和腐蚀速率计算得到各区域腐蚀概率大小，并以此排序；

③选择腐蚀概率大的现场开挖验证点进行首次直接检测；

④分析直接检测结果，若与之前的模型存在不可接受的偏差，应使用该检测结果对腐蚀模型进行修正，重新计算腐蚀概率并进行直接检测。重复以上步骤，直到偏差可接受；

⑤判断WG-ICDA的有效性，并确定再评价时间间隔。

3. 应用效果及存在的问题

在30余公里集输管线上应用该流程进行WG-ICDA后，得到了管线的腐蚀现状和腐蚀速率，达到了WG-ICDA的目的。但也存在以下一些问题：

①在保证不同腐蚀介质情况和运行参数条件划分为不同WG-ICDA区域的条件下，发现WG-ICDA区域仍然比较大，如果不人为再细分，即便确定为腐蚀敏感区也难于确定开挖验证点；

②一个WG-ICDA区域的首次现场开挖验证点的确定仍依赖于操作者的经验，可能导致首次检测结果偏差特别大，而需要多次的腐蚀模型校正，是否有更有效方法尚需深入研究。

参考文献

[1]NACE SP 0206-2006. Internal Corrosion Direct Assessment Methodology for Pipelines Carrying Normally Dry Natural Gas (DG-ICDA).

[2] IPC04-0552 Internal Corrosion Direct Assessment for Pipeline Carrying Wet Gas –Methodology.

[3] 张鹏，李欣茜，彭星煜，等. 湿气管线的内腐蚀直接评价原理[J]. 石油工业技术监督. 2007，(10)：15-19.

[4] 赵学芬，姚安林，游赟. 天然气集输管道内腐蚀敏感性评价方法研究[J]. 焊管. 2008,31(4)：84-87.

[5]. 刘争芬，张鹏. 多相流管线的内腐蚀直接评价方法[J]. 管道技术与设备. 2007，(4)：33-35.